渤海L 油田油井生產(chǎn)管柱腐蝕失效原因分析及對策

陳華興，龐銘，趙順超，王宇飛，方濤

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

油井腐蝕是油田生產(chǎn)過程中常見問題之一[1-6]。隨著油田含水率逐漸升高，井下管柱中的金屬開始與油田水中的腐蝕性介質(zhì)發(fā)生電化學反應[7-11]，一旦油井管柱發(fā)生腐蝕穿孔或者斷裂落井，不僅會造成油井停產(chǎn)，還可能產(chǎn)生安全隱患，給油田帶來巨大的經(jīng)濟損失。渤海L 油田共有54 口油井，開發(fā)層位為東營組，儲層埋深在-1200 ~ -1678 m，壓力梯度約1.0 MPa/100 m，溫度梯度約3.3 ℃/100 m，為正常的溫度和壓力系統(tǒng)。油田地面原油為重質(zhì)油，具有密度大、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量低、凝固點低等特點。天然氣中含有少量CO2，質(zhì)量分數(shù)為0.09%~0.53%，不含硫化氫。油田總體開發(fā)方案推薦所有油井管柱材質(zhì)均為N80 普通碳鋼，采用潛油電泵Y 管柱生產(chǎn)。在2013—2017 年期間，井下管柱發(fā)生腐蝕穿孔14 井次，其中潛油電泵分離器腐蝕斷裂7 井次，油井管柱腐蝕失效問題已經(jīng)嚴重影響油田的正常生產(chǎn)。文中將從L 油田油井管柱的腐蝕形貌特征、腐蝕產(chǎn)物、油田水離子、腐蝕性氣體等多方面分析其腐蝕失效原因，并提出相應的腐蝕防護措施，以減少油井腐蝕造成的損失。

1 油井失效管段特征

1.1 宏觀特征

2013—2017 年間，L 油田油井管柱的腐蝕失效情況見表1，腐蝕多發(fā)生在油井的油管和電泵機組上。從現(xiàn)場作業(yè)時在井下提出的管柱來看，井下油管整體上為局部穿孔及斷裂，失效位置分布在潛油電泵分離器及潛油電泵上部和下部附近的油管。其中A17 井、A18 井和B24 井潛油電泵機組中的氣液分離器發(fā)生了穿孔和斷裂（見圖1a—c）。A13 井、A25 井和B27井與潛油電泵相連接的油管發(fā)生了不同程度的穿孔和斷裂（見圖1d—f）。失效的油管和潛油電泵分離器表面呈現(xiàn)出潰瘍狀的特征，管柱表面呈黃褐色、黑色，具有腐蝕失效的特征。

1.2 失效管段微觀特征

A25 井井下1380 m 處失效段油管與正常油管的金相組織如圖2 所示。由圖2 可見，金相組織均為珠光體+鐵素體。失效段管柱周圍組織與正常的基體組織相同，失效段管柱表面無裂紋形成。

表1 L 油田油井管柱腐蝕失效情況統(tǒng)計Tab. 1 Corrosion failure statistics of oil well production string in L Oilfield

圖1 L 油田油井失效管柱宏觀形貌Fig.1 Macroscopic image of failed oil well production string in L Oilfield

圖2 A25 井失效段管柱與正常管柱金相組織Fig.2 Metallographic structure of A25 well failed string and normal string: a) failed string; b) normal string

A25 井井下1380 m 處失效油管表面的掃描電鏡圖像如圖3 所示，可見失效管段表面整體上較為疏松，且不平整。局部可見腐蝕形成的蜂窩狀孔洞，未見明顯的裂紋，結(jié)合金相分析結(jié)果可判斷，L 油田管柱失效的主要原因應為腐蝕而并非應力開裂。對腐蝕段管柱表面腐蝕產(chǎn)物放大后可見大量團塊狀物質(zhì)，進一步放大圖像后可見花簇狀晶體，這與鐵的氧化物形態(tài)一致。同時，電鏡圖像對應的能譜分析結(jié)果也顯示腐蝕產(chǎn)物主要元素組成為Fe、O 和C（見表2），符合鐵的氧化物組成。

2 油井腐蝕原因分析

2.1 油田水的影響

圖3 A25 井失效管段掃描電鏡圖像Fig.3 Scanning electron microscope image of A25 well failed string: a) full view of the surface; b) local magnification of the surface; c) corrosion products on the surface; d) morphology of corrosion products after amplification

表2 A25 井失效管段能譜分析結(jié)果Tab.2 Energy spectrum analysis result of A25 well failed string

圖4 L 油田各油井地層水礦化度Fig.4 Degree of mineralization of each oil well formation water in L Oilfield

在2013—2017 年L 油田油井頻繁發(fā)生腐蝕期間，各油井的含水率普遍在60%~90%左右，處于高含水到特高含水階段，油田水的腐蝕性可能是油井管柱腐蝕的重要原因之一。L 油田地層水主要為CaCl2水型，整體礦化度在 3370~12229 mg/L 之間，平均為6882 mg/L，發(fā)生腐蝕的油井礦化度大多在平均值以上，礦化度整體較高（見圖4，其中深色柱代表發(fā)生腐蝕的油井）。地層水中Cl-含量在880~7450 mg/L 之間，平均為3500 mg/L，而發(fā)生腐蝕的油井地層水中Cl-含量均在平均值以上（見圖5，其中深色柱代表發(fā)生腐蝕的油井）。Cl-半徑小、穿透性強，Cl-會與許多金屬發(fā)生反應，而且Cl-會對金屬的鈍化膜有破壞作用。因此對于自腐蝕電位較低的N80 普通碳鋼金屬，Cl-濃度的升高會增大自腐蝕電流密度，促進局部腐蝕，容易導致點蝕的發(fā)生[12-13]。結(jié)合L 油田油井管柱腐蝕呈現(xiàn)出局部點蝕、穿孔的特點，同時腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果顯示，含有少量Cl 元素，可見地層水中較高的Cl-含量是造成管柱局部腐蝕失效的重要原因之一。

圖5 L 油田各油井氯離子含量Fig.5 Chloridion content of each oil well in L Oilfield

2.2 腐蝕性氣體的影響

對于部分檢泵作業(yè)穩(wěn)定生產(chǎn)3 個月以上的腐蝕油井，從井口監(jiān)測的腐蝕性氣體測試結(jié)果見表3?？梢钥闯觯途a(chǎn)出的天然氣中不含H2S 氣體，CO2含量濃度較低，在 3~17 mg/L，計算其分壓小于0.021 MPa，腐蝕輕微，可以忽略。油井產(chǎn)出水中檢測到溶解氧的質(zhì)量濃度達到0.8~1.1 mg/L，已經(jīng)遠遠超過0.1 mg/L 的油田控制標準（Q/HS 2042—2014《海上碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》）。結(jié)合L 油田油井管柱表面潰瘍狀的局部腐蝕特征和以鐵的氧化物為主的黃褐色、黑色腐蝕產(chǎn)物，可以判斷溶解氧腐蝕是L 油田油井腐蝕的關(guān)鍵原因之一。油井管柱中的鐵受水中溶解氧腐蝕是一種電化學腐蝕，鐵和氧形成腐蝕電池[14-17]。陽極反應：Fe→Fe2++2e，氧為陰極，進行還原，反應式為：O2++2H2O+4e→4OH-。這里溶解氧起陰極去極化作用，是引起鐵腐蝕的因素，鐵受到腐蝕后產(chǎn)生Fe2+，它在水中進行下列反應：Fe2++2OH-→ Fe(OH)2， Fe(OH)2+2H2O+O2→4Fe(OH)3，F(xiàn)e(OH)2+2Fe(OH)3→Fe3O4+4H2O。

表3 L 油田部分腐蝕油井腐蝕性氣體及微生物監(jiān)測結(jié)果Tab.3 Monitoring results of corrosive gas and microorganism in some corroded oil wells of L Oilfield mg/L

2.3 細菌的影響

油田生產(chǎn)系統(tǒng)中常見的細菌主要包含硫酸鹽還原菌、鐵細菌和腐生菌三大類。這些細菌大量繁殖會增加油田的井筒、泵、管線等金屬設(shè)施腐蝕風險，尤其是硫酸鹽還原菌對油田生產(chǎn)危害巨大。硫酸鹽還原菌的腐蝕主要是由于其氫化酶可在金屬表面陰極部位釋放氫原子，起到陰極去極化作用，加速了井筒和管線鋼材腐蝕進程[18-19]。

對L 油田生產(chǎn)污水進行了細菌培養(yǎng)分析，結(jié)果見表 4。結(jié)果顯示，硫酸鹽還原菌的質(zhì)量濃度達到110 mg/L，不含鐵細菌和腐生菌，硫酸鹽還原菌含量遠遠超過油田水控制指標25 mg/L（Q/HS 2042—2014 《海上碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》）。在2013 年以前的水質(zhì)監(jiān)測結(jié)果中，硫酸鹽還原菌含量均在25 mg/L 以下。結(jié)合現(xiàn)場腐蝕產(chǎn)物能譜分析結(jié)果中含有少量的硫化物，推測硫酸鹽還原菌含量超標加劇了L 油田油井管柱的腐蝕，是影響油管腐蝕的重要原因之一。

表4 L 油田部分腐蝕油井腐蝕性氣體及微生物監(jiān)測結(jié)果Tab.4 Monitoring results of corrosive gas and microorganism in some corroded oil wells of L Oilfield /mL

2.4 沖蝕的影響

井筒內(nèi)流體的流速對油管腐蝕有較大影響，研究表明，沖蝕速率與流速之間的變化關(guān)系符合冪率函數(shù)關(guān)系[20]。流態(tài)的變化也會對油管腐蝕產(chǎn)生一定的影響。對L 油田各油井潛油電泵腐蝕斷裂位置進行了統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)其穿孔或斷裂位置主要集中在潛油電泵分離器的下接頭以上0.2 m 左右（圖6 中線框范圍內(nèi)）。這是由于井下流體在進入分離器后流態(tài)變?yōu)樾?，且流速大幅提升，對分離器內(nèi)壁產(chǎn)生強烈沖擊，導致管柱表面起保護作用的氧化膜無法穩(wěn)定附著，加劇了氧化腐蝕的程度。可見流體的沖蝕是加劇潛油電泵分離器管柱腐蝕失效的重要原因之一。

圖6 L 油田油井潛油電泵分離器腐蝕位置Fig.6 Corrosion area of electric submersible pump separator of oil well in L Oilfield

綜合以上分析，L 油田油井腐蝕的關(guān)鍵原因是油田水中溶解氧含量超標，導致井下管柱鋼材氧化腐蝕，加之油田水中氯離子含量較高、硫酸鹽還原菌超標，促進了管柱的局部腐蝕。潛油電泵分離器部位由于流體流速急劇增大，流態(tài)變?yōu)樾?，受到較大的沖擊作用，加劇了分離器的腐蝕失效。

根據(jù)L 油田油管及潛油電泵腐蝕失效原因分析結(jié)果，建議采取以下應對措施。

1）控制油田水中的溶解氧含量。油井正常生產(chǎn)時，由于地層和井筒屬于密閉體系，產(chǎn)出液中一般不含溶解氧。油井停產(chǎn)、修井后重新啟泵生產(chǎn)時，在壓力、攪拌作用下，外部混入井筒的空氣可能在產(chǎn)出液中形成溶解氧。由于儲層為高-特高孔、高-特高滲油田，油井作業(yè)過程中未采取防漏失措施，導致油井修井液漏失量大，個別腐蝕井由于要處理復雜情況，漏失量達1500 m3以上。修井液的大量漏失向儲層中引入了富氧的外來流體，造成了油井后續(xù)產(chǎn)液含有少量溶解氧。因此建議L 油田現(xiàn)場加強油井產(chǎn)出液溶解氧含量監(jiān)測，并在停產(chǎn)、修井時采取隔氧措施，減少溶解氧引起的井下管柱腐蝕。

2）控制井下硫酸鹽還原菌含量。定期檢測油井產(chǎn)出水中硫酸鹽還原菌含量，并向井下投加對應的殺菌劑，使硫酸鹽還原菌含量減少到油田控制指標之下。

3）腐蝕油井更換防腐油管，電泵機組采用防腐電泵，電泵分離器應采取防沖蝕處理。

3 結(jié)論

1）L 油田油井管柱腐蝕表現(xiàn)為局部的腐蝕穿孔和斷裂，腐蝕部位主要集中在潛油電泵分離器和與潛油電泵相連的油管。

2）結(jié)合油井管柱腐蝕產(chǎn)物和各影響因素分析，L油田油井腐蝕的關(guān)鍵原因是油田水中溶解氧含量超標所導致的氧化腐蝕。同時油田水中較高含量的氯離子和硫酸鹽還原菌加劇了管柱的局部腐蝕失效。潛油電泵分離器頻繁腐蝕穿孔和斷裂是由于分離器入口流體流速大幅提升，流態(tài)變?yōu)樾?，對管柱產(chǎn)生較大的沖擊，加劇了氧化腐蝕的程度。

3）針對L 油田油井管柱腐蝕失效原因，提出了加強油田水中溶解氧、細菌含量監(jiān)測和控制，并且腐蝕油井更換防腐油管和防腐電泵的應對措施。